Plan CFE 2026-2030: la apuesta de 35,904 mdp por la red

La cifra central del Plan de Expansión CFE 2026-2030 es de 35,904 millones de pesos, pero ese monto no describe una sola obra ni equivale a contratos ya asignados. Corresponde a una cartera de 32 proyectos de transmisión que la Comisión Federal de Electricidad presentó el 23 de octubre de 2026 ante empresas y actores del sector eléctrico. La empresa informó que los procesos de adjudicación ocurrirán en los próximos meses, aunque todavía no precisó fechas para cada proyecto. La Jornada y Bloomberg Línea reportaron los detalles de la presentación.

El contraste importa: la cartera reúne 107 líneas de transmisión, 138 subestaciones y 245 obras, mientras que los cuatro proyectos de generación anunciados se manejan bajo esquemas de desarrollo mixto. En otras palabras, el anuncio mezcla infraestructura que transporta electricidad con centrales que producirían energía, pero no significa que las 36 iniciativas tengan el mismo calendario, riesgo o mecanismo de inversión.

El monto se concentra en mover la electricidad

Los 32 proyectos de transmisión suman una capacidad asociada de 7,180 megawatts y 2,152 kilómetros-circuito. Los kilómetros-circuito no equivalen simplemente a kilómetros de carretera: expresan la longitud de los circuitos eléctricos instalados y permiten dimensionar la infraestructura necesaria para llevar la energía desde los puntos de generación hasta las zonas de consumo.

Las líneas y subestaciones cumplen funciones distintas. Las primeras trasladan la electricidad a grandes distancias y entre regiones; las segundas transforman el voltaje, conectan circuitos y ayudan a distribuir la carga. Por eso, una nueva central puede estar disponible físicamente y aun así enfrentar restricciones para entregar toda su producción si la red no tiene capacidad suficiente.

La propia Secretaría de Energía ha descrito la transmisión como una infraestructura habilitadora del crecimiento económico. En su encuentro con inversionistas del 1 de octubre de 2026, la dependencia señaló que el Plan de Expansión contempla más de 154 proyectos de transmisión hacia 2030, de los cuales más de 50 ya estaban en marcha, con una inversión aproximada de 6,900 millones de dólares. La presentación de octubre debe leerse, por tanto, como una parte de un programa más amplio y no como el total de la expansión de la red nacional. Secretaría de Energía.

Cómo entraría el capital privado

La cartera de transmisión se divide en tres modalidades: 16 proyectos mediante Fibra E, dos como obra pública presupuestal y 14 bajo obra pública financiada. La diferencia no es únicamente administrativa: determina quién aporta los recursos, cómo se recupera la inversión y qué obligaciones conserva la CFE durante el desarrollo y la operación de los activos.

Fibra E es un vehículo que permite canalizar capital institucional hacia activos de infraestructura con flujos de largo plazo. En el encuentro con inversionistas, la Sener indicó que cerca de 2,500 millones de dólares del componente de transmisión previsto hacia 2030 podrían canalizarse mediante CFE Fibra E, incluidos recursos de afores. La CFE también ha informado que evalúa nuevas operaciones de capital para ampliar la red, sujetas a autorizaciones regulatorias y corporativas.

La obra pública presupuestal depende directamente de recursos asignados en el presupuesto, mientras que la obra pública financiada incorpora mecanismos de financiamiento para ejecutar el proyecto y cubrir sus costos conforme a las condiciones establecidas. Sin conocer todavía las convocatorias, los contratos ni las fechas de inicio, no es posible determinar qué proporción de los 35,904 millones de pesos será ejercida en 2026, 2027 o en los años posteriores.

Esta es la diferencia entre una cartera y una adjudicación. La primera identifica obras, capacidades y posibles esquemas de ejecución; la segunda fija obligaciones, plazos, empresas responsables, garantías y condiciones económicas. El siguiente paso verificable será la publicación de convocatorias y documentos de contratación, no únicamente nuevas presentaciones ante inversionistas.

Cuatro centrales muestran otra lógica: generación, almacenamiento y combustibles emergentes

Además de la red, la CFE presentó cuatro proyectos de generación de desarrollo mixto. Dos son termosolares y se ubican en Baja California Sur: Termosolar I El Crucero, con 100 megawatts, y Termosolar II Comondú, con 50 megawatts. También figura la Central de Cogeneración Tula, en Hidalgo, y la Central Híbrida Oasis.

Oasis combina generación fotovoltaica, baterías, producción de hidrógeno y celdas de combustible. El interés de este diseño no está solo en producir electricidad, sino en gestionar mejor los momentos en que la generación solar disminuye o la demanda aumenta. Las baterías pueden responder rápidamente; el hidrógeno y las celdas de combustible apuntan a almacenar o convertir energía para usos posteriores, aunque su viabilidad dependerá del diseño técnico, los costos, el suministro de agua y los permisos correspondientes.

En Baja California Sur, la generación adicional también plantea una pregunta de red: no basta con instalar capacidad si las líneas y subestaciones no pueden evacuarla. Ahí se observa la conexión entre los dos bloques del anuncio. La transmisión es el soporte físico; la generación y el almacenamiento determinan qué tipo de electricidad se incorpora y con qué flexibilidad puede utilizarse.

Qué puede cambiar para la industria y los usuarios

Una red más robusta puede facilitar la conexión de nuevas fábricas, centros de datos y proyectos productivos, particularmente en regiones donde la relocalización industrial eleva la demanda eléctrica. También puede reducir cuellos de botella y mejorar la capacidad de atender picos de consumo. Sin embargo, el efecto no será automático ni uniforme: dependerá de la ubicación exacta de cada obra, de su fecha de entrada en operación y de la disponibilidad de generación suficiente.

Para los usuarios domésticos, el beneficio potencial sería indirecto. Una red con mayor capacidad y mejor interconexión puede contribuir a la confiabilidad del suministro, pero no permite anticipar por sí sola una reducción de tarifas. Los precios finales dependen de otros factores, entre ellos el costo de generación, los combustibles, la regulación y las decisiones tarifarias.

Los indicadores que conviene observar durante los próximos meses son concretos:

Publicación de convocatorias, bases y contratos para los 32 proyectos de transmisión.
Identificación de las obras que serán financiadas mediante Fibra E y de los activos que respaldarán cada operación.
Permisos, estudios ambientales y autorizaciones regulatorias de las cuatro centrales de desarrollo mixto.
Fechas de inicio de construcción y avance físico de líneas, subestaciones y centrales.
Capacidad de interconexión disponible en las regiones donde se prevé nueva demanda industrial.
Información sobre costos, almacenamiento, consumo de agua y suministro de hidrógeno para la Central Híbrida Oasis.

El Plan de Expansión CFE 2026-2030 será relevante no por el anuncio de 35,904 millones de pesos en sí mismo, sino por la velocidad con que esa cifra se convierta en infraestructura operativa. Si las convocatorias llegan, los financiamientos se cierran y las obras avanzan, la cartera puede convertirse en una plataforma para ampliar la oferta eléctrica y acompañar la inversión productiva. Si esos pasos se retrasan, el monto permanecerá como una estimación y el principal problema —llevar energía suficiente a donde se necesita— seguirá pendiente.